Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго"

Назначение

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго», зав. №1 (далее АИИС) предназначена для измерения количества активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, ведения календаря и измерения времени в шкале времени UTC.

Область применения - коммерческий учет электрической энергии потребляемой и поставляемой сторонним потребителям Филиалом ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго».

Описание

Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании на 30минутном интервале мгновенной активной и реактивной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

АИИС выполнена в виде иерархической структуры с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС состоит из трех уровней: информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), информационно-вычислительных комплексов электроустановок (ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).

ИИК ТИ состоят из измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (TH) и счетчиков электрической энергии.

ТТ и ТИ, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения. Счетчики электрической энергии ИИК ТИ выполняют функции измерения средней мощности и приращений электрической энергии за заданные интервалы времени, а также функции привязки результатов измерений к моментам времени, определенным в шкале времени UTC. Состав ИИК ТИ, входящих в состав АИИС, приведен в таблице 1.

Для измерения потребленной электрической энергии использованы счетчики электрической энергии «Альфа А1800» (Госреестр СИ №31857-06). Принцип действия счетчиков «Альфа А1800» при измерении:

2 активной мощности - интегрирование на временном интервале, равном периоду сети (20 мс), мгновенных значений электрической мощности;

полной мощности - перемножение среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения;

реактивной мощности - обработка результатов измерения значений активной и полной мощности.

Вычисленные значения мощности (активной и реактивной) преобразуются в частоту следования импульсов, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут. Результаты счета импульсов преобразуются в величину приращений электрической энергии в единицах измерения активной и реактивной энергии и сохраняется в долговременной памяти счетчика. Счетчик электрической энергии осуществляет привязку результатов измерения к времени в шкале UTC.

ИВКЭ состоят из ИИК ТИ и устройства сбора и передачи данных (УСПД) «RTU-325L» (Госреестр 37288-08). ИВКЭ осуществляют сбор, хранение и передачу результатов измерений и журналов событий счетчиков в ИВК, синхронизацию часов счетчиков по условию превышения допускаемого отклонения, а также обеспечивают информационное взаимодействие ИВК и ИИК ТИ. В АИИС входит шесть (по числу подстанций) ИВКЭ.

ИВК АИИС состоит из сервера АИИС с функциями ИВК, устройства синхронизации системного времени (УСВ) УССВ-1 и автоматизированных рабочих мест (АРМ). Сервер АИИС построен на основе многопользовательской версии комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр» (Госреестр СИ № 2048100), в качестве аппаратной части использован промышленный компьютер (сервер АИИС с функциями ИВК), а в качестве программного обеспечения - программный комплекс «Альфа-Центр». ИВК обеспечивает сбор результатов измерений, преобразование результатов измерений в физические величины, хранение результатов измерений, хранение журналов событий, передачу результатов измерений и журналов событий во внешние системы, синхронизацию системного времени со шкалой UTC по условию превышения допускаемого отклонения.

Информационные каналы связи внутри АИИС построены следующим образом:

- Счетчики соединены с УСПД шиной интерфейса RS-485;

- УСПД «RTU-325L» соединено с сервером АИИС посредством сети мобильной радиосвязи. В качестве связующих компонентов основного и резервного каналов связи используются сети двух различных операторов мобильной радиосвязи. В качестве связующих компонентов, для подключения к сетям операторов использованы модемы Siemens TC-35i;

- Сервер АИИС соединен с АРМ посредством сети, соответствующей IEEE 802.3;

Передача результатов измерений во внешние системы осуществляется по основному и резервному каналам связи.

В основном канале связи для передачи результатов измерений и технической информации от сервера АИИС во внешние системы, в том числе в ИАСУ КУ «АТС», филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», ООО «Транснефтьсервис-С», ОАО «Северные магистральные нефтепроводы», МЭС Северо-Запада, МЭС Урала, ОАО «ТГК №9», ЦСИ ОАО «Архэнерго» в качестве коммуникационной среды используется глобальная информационная сеть с присоединением через интерфейс IEEE 802.3 сервера АИИС;

В резервном канале связи в качестве коммуникационной среды используется сеть междугородней телефонной связи общего пользования.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень и состав ИК приведен в таблице 1.

Шкала времени часов сервера ИВК постоянно автоматически синхронизируется со шкалой времени UTC посредством приема и обработки сигналов GPS устройством синхронизации системного времени «УССВ-1».

Результаты измерений автоматически передаются по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам, в т.ч. в ИАСУ КУ НП

3 «АТС» и филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС». Результаты измерений защищены электронной цифровой подписью.

Структура АИИС допускает изменение количества ИК с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ, отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с ИК АИИС по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов......................................................................16.

Границы допускаемой относительной погрешности измерительных

каналов АИИС при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии и активной и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения приведены в таблице 2. Предельное значение поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с..................................................±5.

Переход с летнего на зимнее время....................................................................автоматический.

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут....................................30.

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, часов..................3.

Формирование XML-файла для передачи внешним организациям....................автоматическое.

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных........................................................................................автоматическое.

Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет...........3.

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ........................................................автоматическое.

Рабочие условия применения трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, входящих в состав измерительных каналов АИИС:

температура окружающего воздуха (кроме счетчиков), °C.........................от минус 45 до плюс 40;

температура окружающего воздуха (для счетчиков), °C.....................................от 0 до плюс 40;

частота сети, Гц........................................................................................................от 49,5 до 50,5;

индукция внешнего магнитного поля, мТл ..........................................................не более 0,5.

Допускаемые значения информативных параметров входного сигнала: ток (для ИК с ТТ класса 0,5), % от 1ном..................................................................от 5 до 120;

ток (для ИК с ТТ класса 0,2S и 0,5S), % от 1НОм.....................................................от 2 до 120;

напряжение, % от UH0M.............................................................................................от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos <р (при измерении активной электрической энергии и мощности)...............................................................................................0,5 инд.-1,0-0,8 емк.;

коэффициент реактивной мощности, sin (р (при измерении реактивной

электрической энергии и мощности).....................................................................0,5 инд.-1,0-0,5 емк.

Рабочие условия применения остальных технических средств АИИС: температура окружающего воздуха, °C..............................................................от 0 до плюс 40;

частота сети, Гц........................................................................................................от 49 до 51;

напряжение сети питания, В...................................................................................от 198 до 242.

Показатели надежности:

Средняя наработка на отказ, часов.........................................................................не менее 6000 ч;

Коэффициент готовности........................................................................................не менее 0,99.

Таблица 1 - Перечень ИК и состав ИИК ТИ АИИС

Таблица 2 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС в рабочих условиях применения

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго». Формуляр».

Комплектность

В комплект АИИС входят технические средства и документация, указанные в таблице 3. Таблица 3

Поверка

Поверка измерительных каналов АИИС проводится в соответствии с методикой поверки 58729332.422231.016Д1 «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго». Методика поверки». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ СНИИМ «28» декабря 2008 г.

Межповерочный интервал - 4 года.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У-01, мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма В АФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», часы «Электроника-5».

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке: измерительные трансформаторы тока -по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки», измерительные трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», счетчики электрической энергии «Альфа А1800» - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006, устройство сбора и передачи данных «RTU-325L» - в соответствии с документом ДЯИМ.466453.005 МП.

НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

ГОСТ Р 8.596-2002

ГОСТ Р 52323-05

ГОСТ 26035-83

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ 1983-2001

58729332.422231.016

Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия

Трансформаторы тока. Общие технические условия

Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго». Технорабочий проект

Заключение

Тип «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго», зав. № 1 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации.